Ensaio TTR — confira a relação de transformação e o padrão do defeito

O que o TTR mede de verdade

O nome do ensaio já entrega o conceito: Turns Ratio Test, ensaio da relação de espiras. Todo transformador tem, para cada tap do comutador, uma relação de transformação teórica definida pelo número de espiras do primário sobre o do secundário — na prática, calculada pela tensão primária nominal (V1), pela tensão secundária nominal (V2), pelo passo do tap e pelo grupo de ligação. O ensaio aplica uma tensão de teste reduzida no primário, mede a tensão induzida no secundário com uma ponte de TTR calibrada, e a relação medida é comparada com a teórica — célula por célula, isto é, cada combinação de tap e fase vira um ponto de comparação independente.

É essa independência célula a célula que faz o TTR ser um ensaio de diagnóstico por padrão, não só um número de conformidade. Um transformador trifásico com 5 taps tem 15 células de comparação (5 taps × 3 fases); o jeito como o desvio se distribui entre essas 15 células — concentrado numa fase, isolado num tap, ou espalhado de forma grande e uniforme — é a informação que aponta qual defeito procurar.

Por que Δ% e não o valor absoluto da relação

Um erro comum de quem lê o resultado do TTR pela primeira vez é comparar o valor absoluto da relação entre taps diferentes, como se devesse ser sempre o mesmo número. Não é: a relação teórica muda a cada tap, porque o comutador desloca a relação em um passo percentual a cada posição — no exemplo da página, 2,5% por tap. E muda também com o grupo de ligação: um grupo Yy0 ou Dd0 não desloca fase entre primário e secundário (fator 1 na conta), mas um grupo Dyn1 ou Dyn11 desloca 30° e entra um fator adicional de 1/√3 na relação — ignorar esse fator faz a leitura parecer um desvio de mais de 40%, quando na verdade é só o grupo vetorial certo sendo comparado contra a fórmula errada.

Por isso a ferramenta calcula, para cada célula, o teórico específico daquele tap naquele grupo, e só então tira o desvio percentual (Δ%) entre o valor medido e esse teórico. É o Δ%, não o valor bruto, que isola o desvio real do enrolamento do que é só a variação esperada de tap para tap.

Como ler o padrão do defeito

Com o Δ% calculado célula a célula, o padrão de onde os desvios altos aparecem aponta para um de três problemas típicos — nessa ordem de prioridade de leitura quando mais de um padrão aparece misturado: ligação primeiro, depois curto, depois tap.

• Espira em curto (curto entre espiras): o desvio aparece concentrado em UMA fase, em TODOS os taps daquela fase — a relação cai de forma sistemática porque parte do enrolamento está efetivamente “curto-circuitada”. É o padrão mais grave: no desenho, aparece como um anel vermelho pulsante na perna da fase afetada, e costuma vir acompanhado de aquecimento anormal e alteração na análise de gases dissolvidos no óleo.
• Tap desgastado ou mau contato no comutador: o desvio aparece só em um ou dois taps específicos, não em todos os taps da fase — contato oxidado ou mecanismo gasto no seletor daquela posição. No desenho, o terminal daquele tap acende no comutador lateral. Operar o comutador algumas vezes e repetir a leitura ajuda a confirmar (ou dissolver) o padrão antes de qualquer intervenção maior.
• Erro de ligação: o desvio é grande e “redondo” — próximo de √3, de 3, ou do dobro/metade do esperado — e aparece espalhado por quase todas as células, não numa fase ou tap isolado. É sinal de fase trocada, grupo de ligação informado errado, ligação triângulo/estrela invertida ou polaridade errada num bushing. No desenho, os cabos H2↔H3 aparecem cruzados. Diferente dos outros dois, este padrão não é defeito do transformador — é erro na montagem do ensaio ou no dado de placa informado, e deve ser conferido ANTES de suspeitar do enrolamento.

O que o TTR NÃO fecha sozinho

O ensaio TTR é rápido, não destrutivo e extremamente sensível a desvio de espiras — é por isso que costuma ser o primeiro ensaio de campo antes de energizar um transformador recém-instalado, recém-reparado ou depois de um evento suspeito (curto-circuito próximo, transporte, terremoto de manutenção). Mas ele mede uma única grandeza: a relação de espiras. Um resultado limpo no TTR não garante que o isolamento está bom, nem que não há problema mecânico nos enrolamentos, nem que o óleo está em condição de uso.

Por isso o diagnóstico do TTR é sempre lido como padrão típico, e a confirmação passa por outros ensaios: resistência ôhmica dos enrolamentos (confirma o curto por outra via — resistência baixa na fase suspeita reforça o diagnóstico), resistência de isolamento (megôhmetro, indica degradação do isolamento entre enrolamentos e para a terra) e, quando aplicável, análise físico-química e cromatográfica do óleo (gases dissolvidos indicam sobreaquecimento ou descarga elétrica interna, coerentes ou não com o padrão apontado pelo TTR). O laudo técnico fecha com o conjunto desses ensaios batendo na mesma direção — nunca com um resultado isolado, por mais claro que o padrão pareça.

Erros comuns no ensaio TTR

• Anotar o tap errado. A leitura fica correta, mas comparada com o teórico do tap errado — o desvio calculado é falso, seja pra mais ou pra menos. Confira a posição do comutador no visor do equipamento antes de cada leitura, não pela última posição que você lembra.
• Trocar a sequência de fases entre uma leitura e outra. Se o ensaio anterior foi A-B-C e este saiu B-A-C, a comparação de tendência entre ensaios fica contaminada — mantenha sempre a mesma sequência, e anote qual foi usada.
• Ligar o TTR com o transformador energizado. NUNCA. A ponte de TTR injeta sua própria tensão de teste; energizar o equipamento durante o ensaio é risco elétrico grave e destrói a leitura (e possivelmente o instrumento).
• Esquecer de informar o grupo de ligação certo na comparação. Como o fator do grupo (1 ou 1/√3) entra direto na relação teórica, informar o grupo errado gera um desvio “fantasma” em quase todas as células — exatamente o padrão de erro de ligação, mas sem defeito nenhum de verdade. Confira o grupo na placa antes de concluir qualquer coisa.
• Não anotar a temperatura do enrolamento. A resistência (e, em menor grau, a leitura de TTR) varia com a temperatura. Para comparar com o ensaio anterior de forma justa, registre a temperatura ambiente e, quando possível, a do óleo/enrolamento no momento da medição.

TTR reprovou (ou está para vencer)? Isso é assunto de subestação

O ensaio TTR é uma peça da rotina — quem mantém o transformador vivo é a manutenção de subestação periódica, com ensaios elétricos, termografia e laudo assinado por engenheiro. E na troca ou na chegada de um trafo novo, a montagem de subestação com comissionamento garante que ele entra em carga do jeito certo, com ART do serviço.

Perguntas frequentes

O que o ensaio TTR mede de verdade?

O TTR (Turns Ratio Test — ensaio de relação de transformação) compara a relação de espiras MEDIDA em cada tap e cada fase contra a relação TEÓRICA calculada pelos dados de placa (tensão primária V1, tensão secundária V2, passo do comutador e grupo de ligação). O que importa não é o valor absoluto da relação — é o desvio percentual entre medido e teórico: uma diferença acima da tolerância de ensaio aponta indício de defeito no enrolamento, no comutador ou na ligação.

Por que o ensaio compara Δ% e não o valor absoluto da relação?

Porque a relação teórica já muda de tap para tap (o comutador desloca a relação a cada posição) e de grupo para grupo (Yy0/Dd0 não desloca fase; Dyn1/Dyn11 desloca 30° e entra um fator 1/√3 na conta). Comparar valor absoluto sem calcular o teórico correto para aquele tap e aquele grupo gera um “desvio” que é só erro de conta — o Δ% contra o teórico específico de cada célula é o único jeito de isolar o desvio real do enrolamento.

Como ler o padrão de espira em curto no resultado?

O padrão de espira em curto aparece como desvio ACIMA da tolerância em TODOS os taps de UMA MESMA fase — a fase inteira sai fora, porque parte do enrolamento daquela fase está “curto-circuitada” e reduz a relação de forma sistemática, não pontual. É o caso mais grave: costuma vir acompanhado de aquecimento anormal e alteração na análise de gases dissolvidos no óleo.

Como ler o padrão de tap desgastado ou mau contato?

Aparece como desvio alto em UM OU DOIS taps isolados, não na fase inteira — os outros taps da mesma fase ficam dentro da tolerância. É indício de contato oxidado ou mecanismo gasto no seletor do comutador naquela posição específica; operar o comutador algumas vezes e repetir a leitura ajuda a confirmar o padrão antes de abrir o equipamento.

Como ler o padrão de erro de ligação?

Aparece como desvio muito grande e “redondo” (perto de √3, de 3, do dobro ou da metade do esperado) espalhado por quase todas as células — sinal de fase trocada, grupo de ligação informado errado, ligação triângulo/estrela invertida ou polaridade errada num bushing. Diferente dos outros dois padrões, este não é defeito do transformador: é erro na montagem do ensaio ou no dado de placa informado.

O ensaio TTR sozinho fecha o laudo do transformador?

Não. O TTR aponta o PADRÃO TÍPICO do defeito, mas a confirmação exige cruzar com outros ensaios — resistência ôhmica dos enrolamentos, resistência de isolamento e, quando aplicável, análise físico-química e cromatográfica do óleo. Um desvio no TTR é o sinal de alerta que direciona a investigação; o laudo técnico fecha com o conjunto de ensaios, não com um resultado isolado.

O que esta ferramenta NÃO calcula?

A ferramenta calcula a relação teórica pelos dados de placa informados (V1, V2, passo de tap, grupo de ligação) e compara com as leituras — ela não considera impedância de curto-circuito nem a curva de excitação do transformador, e não substitui a ponte de TTR calibrada usada em campo nem o laudo de fábrica do equipamento. É apoio de leitura e triagem do padrão, não instrumento de ensaio.

Do padrão apontado ao laudo fechado

A ferramenta resolve a leitura na hora: informe os dados de placa e as leituras de campo, e o padrão do defeito aparece na tabela e no desenho. O passo seguinte — cruzar com resistência ôhmica, isolamento e óleo, decidir se o transformador pode ser energizado, e documentar tudo com responsabilidade técnica — é o trabalho dos ensaios elétricos de comissionamento da Token: isolamento, rigidez dielétrica e TTR integrados num único laudo, dentro da manutenção elétrica industrial e do laudo NR-10 da instalação.